![](/user_photo/_userpic.png)
pdf.php@id=6161.pdf
.pdfсоздаются условия, благоприятные для генерации, аккумуляции и консервации нефти и газа. Главный этап развития осадочного бассейна распадается на отдельные стадии и подстадии. Следует учесть, что длительные перерывы в осадконакоплении отрица тельно сказываются на условиях нефтегазоносности бассейна, в то время как кратковременные могут способствовать формирова нию ловушек.
На третьем, позднем этапе развитие бассейнов может идти двумя путями: либо оно является относительно слабым под нятием или слабым погружением, либо осадочное выполнение бассейна испытывает инверсию, обычно частичную, что спо собствует его денудации и перераспределению залежей углево дородов. При дроблении бассейны, подвергаясь действию раз рушительных сил, тектонических деформаций, превращаются в остаточно-битумные. В более глубоких горизонтах залежи могут сохраниться, но нередко происходит их перераспределение. Сле дует считать, что тектонические деформаций, характерные для третьего этапа развития бассейна, могут иметь двоякое проис хождение. Одни связаны с импульсами сжатия, вызывающими складчато-сдвиговые дислокации преимущественно в бортовых зонах бассейна, другие — с перераспределением материала пла стичных толщ, залегающих в разрезе осадочного выполнения бассейна; они создают складчатые дислокации в его центральной части.
Таким образом, развитие собственно нефтегазоносных бассей нов охватывает конец этапа заложения осадочного бассейна, ког да в нем зарождаются первые, еще ограниченные скопления газа и, возможно, нефти, — ранняя стадия, затем целиком главный нефтегенерационный этап, отвечающий одной или нескольким средним стадиям, и начало заключительного этапа — поздняя стадия, когда в силу или энергичного погружения, или воздымания условия образования и накопления нефти и газа исчезают.
Конкретный характер нефтегазоносности осадочного бассей на, специфика его строения, вертикальная и площадная зональ ность размещения скоплений нефти и газа в определенной сте пени определяются направленностью тектонического развития.
Главный этап формирования осадочного бассейна предопре деляет масштаб его нефтегазоносности. Отсюда важной задачей является палеотектонический анализ эволюции нефтегазоносно го бассейна и выявление тех стадий существования бассейна, на которых имели место оптимальные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Исходя из вышесказанного общая классификация, объеди няющая как хорошо известные бассейны с выясненными усло
381
виями формирования месторождений, так и бассейны, в которых нефтегазоносность только предполагается, бассейны, распола гающиеся не только на континентах, но и в пределах структуры океанического типа, должна создаваться на тектонической осно ве с учетом стадийного уровня развития.
Таким образом, конкретный характер строения и нефтегазо носное™ бассейна, или. другими словами, тип бассейна с при сущими этому типу особенностями нефтегазоносное™, в значи тельной степени определяется его тектоническим положением и уровнем развития.
Нефтегеологический режим бассейна находит свое выраже ние в специфике условий формирования нефтегазоматерин ских отложений, типах и времени образования очагов нефтегазообразования, качественной и количественной характеристике нефтегазоматеринского потенциала бассейна, корректности со отношения в разрезе нефтегазопроизводящих и нефтегазовмеща ющих горизонтов, типах зон возможного нефтегазонакопления и пространственно-временных соотношениях последних с очагами нефтегазообразования. Понятие нефтегазогеологического режи ма включает также условия жизни самого бассейна, определяе мые подвижностью и типом земной коры, длительностью про гибания и скоростью накопления отложений, контрастностью и взаимоотношением вертикальных и горизонтальных движений, обстановками проявления факторов катагенеза, тепловой исто рии бассейна, его флюидодинамики. Изменение нефтегазогео логического режима приводит к трансформации строения всего бассейна и изменению его нефтегазоносное™.
В основу приводимой ниже эволюционно-тектонической классификации нефтегазоносных бассейнов положены представ ления о зависимости нефтегазоносное™ бассейнов от направ ленности и уровня их развития, что, в свою очередь, определяет ся тектонической природой и уровнем развития данного участка земной коры.
По тектоническому положению и направленности развития, а следовательно, условиям накопления и преобразования оса дочных пород, условиям нефтегазообразования и нефтегазона копления все типы бассейнов относятся к трем крупным груп пам: платформ (кратонов), подвижных поясов и переходных зон
(табл. 8 .1). Выделение типов нефтегазоносных бассейнов первых двух групп в настоящее время может рассматриваться как обще принятое, поскольку различия в нефтегазообразовании и нефтегазонакоплении на платформах и в подвижных поясах очевидны и подчеркиваются всеми исследователями. Группа переходных зон между этими двумя крупными геотектоническими элемента-
382
Таблица 8.1
Эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов
Тип
Платформ
Подвижных поясов
зон от континентов |
океанам |
Переходных |
к |
Подтип |
Класс |
Бассейны |
Внутри- |
Рифтовый |
Рейнский, |
плагфор- |
|
Красноморский, |
мснный |
|
Днепрово-Донецкий |
|
Синеклизный |
Среднерусский, |
|
|
Мичиганский, |
|
|
Иллинойсский |
|
Эпиплатформенно- |
Ферганский, |
|
орогенный |
Таримский, |
|
|
бассейны Скалистых гор |
Окраинно- |
Перикратонный |
Ливийско-Египетский, |
платфор |
|
Северо-Черноморский, |
менный |
|
Баренцевоморский |
|
Складчато |
Средне-Каспийский, |
|
платформенный |
Азово-Кубанский, |
|
|
Каракумский, |
|
|
Персидского залива |
|
Наложенных синеклиз |
Прикаспйский, |
|
|
Иркутский |
Острово- |
Фронтально-дуговой |
Тонга, |
дужный |
|
Никобарский |
|
Междуговой |
Кагаян, |
|
|
Бауэрс, |
|
|
Симосимо |
|
Тыльнодуговой |
Охотско-Западно-Камчатский, |
|
|
Южно-Охотский |
|
|
Северо-Яванский, |
|
|
Саравакский |
Складчато- |
Складчатый (синкли- |
Сахалино-Хоккайдский, |
орогенный |
норный) |
бассейны Тайваня |
|
Межгорных впадин |
Паннонский, |
|
|
Южно-Каспийский, |
|
|
Маракаибский |
Пассивных |
Рифтовый |
Камбейский, |
окраин |
|
Баийя, |
|
|
Восточно-Канадский, |
|
|
Святого Лаврентия, |
|
|
Индо-Шриланкийский |
|
Периконтинентально- |
Нигерийский, |
|
пострифтовый |
Гвинейский, |
|
|
Габонский, |
|
|
Ангольский |
Активных |
Периконтинентально- |
Гуаякильский, Вентура, |
окраин |
трансформный |
Санта-Барбара, |
|
|
Лос-Анджелес, |
|
|
Санта-Мария |
383
ми, в том числе активные континентальные окраины, характери зуется специфическими особенностями.
Нефтегазоносные бассейны образуются на всех этапах крупных тектонических циклов (циклы Вилсона), понимаемых как периоды от распада одного суперконтинента и образования океанов атлан тического типа до закрытия этих океанов с возникновением ново го суперконтинента. Суперконтинентом, существовавшим ближе всего по времени к нашей эпохе, являлась позднепалеозойская— раннемезозойская (доюрская) Пангея. В более раннее время, к началу позднего протерозоя, предполагается существование су перконтинента Родиния, а в венде—кембрии предположительно был еще один суперконтинент — Паннотия.
Началу распада суперконтинента обычно предшествовал кон тинентальный рифтинг с утонением коры и подъемом выступа астеносферы — мантийного диапира. Часть рифтовых зон затем испытывала спрединг, в результате которого образовывались мо лодые океанические впадины, другая часть рифтов отмирала, в погребенном виде они выделяются в качестве авлакогенов. Над многими рифтами формировались широкие выположенные впа дины — синеклизы, заполнявшиеся осадками (синеклизные бас сейны), часть рифтов испытывала инверсию с преобразованием во внутриплатформенные (интракратонные) складчатые зоны с осадочными бассейнами внутри них или по их периферии.
В процессе формирования океанов обращенные к ним края раздробленого суперконтинента становились пассивными конти нентальными окраинами; рифтовая стадия их развития сменялась пострифтовой-дрифтовой, на которой собственно и формирова лись маргинальные (краевые, перикратонные или перикратонноокеанические) бассейны пассивных окраин того типа, который сейчас развит вдоль западной окраины Африки и вдоль восточ ной окраины Южной Америки (бразильско-ангольский тип), яв ляющихся нефтегазоносными.
По мере расширения океана вблизи края континента появля ются зоны субдукции, а над ними — вулканические островные дуги, отделенные от него окраинными морями и обрамляемые со стороны океана глубоководными желобами. Тем самым пас сивная окраина перестраивается в активную типа современной западной окраины Тихого океана. Перед дугами могут формиро ваться преддуговые бассейны, за ними располагаются задуговые (тыльнодуговые). При тектоническом расщеплении островных дуг образуются междуговые бассейны.
Если процессы субдукции длительно идут по одну или по обе стороны океана, то в результате это приводит к полному его за мыканию, как это произошло с Тетисом, заместившимся в кайно
384
зое Альпийско-Гималайским поясом, а ранее с Палеоазиатским океаном, породившим Урало-Монголо-Охотский орогенный пояс. В случае с Тетисом одна из окраин — южная — все время оставалась пассивной, продвигаясь навстречу противоположной, активной окраине. Возникшие в таких условиях орогены имену ются коллизионными или межконтинентальными. Они, так же как и окраинно-континентальные, на заключительной стадии своего развития могут испытать внутренний рифтинг с образованием соответствующих впадин-бассейнов, как, например, в Западном Средиземноморье и в Черноморско-Каспийской области; в них могут сохраниться и остаточные впадины с океанической корой, как в Восточном Средиземноморье.
Орогены рано или поздно под влиянием гравитационного кол лапса и денудации утрачивают мощную кору и горный рельеф, испытывают опускание и превращаются в фундамент молодых платформ типа Западно-Сибирской или Туранской. В основании их чехла сохраняются рифтогенные грабены, а над ними нака пливаются осадочные толщи, слагающие пострифтовые бассей ны. Многие крупные бассейны, в частности Западно-Сибирский, Прикаспийский, Североморский, имеют в своем основании круп ные, мощные рифтовые системы и(или) тройные сочленения.
Платформенные бассейны распространены как на древ них, так и на молодых платформах и содержат крупнейшие на планете скопления нефти и газа. Примером может служить Западно-Сибирский бассейн с гигантскими месторождениями: Самотлорским, Уренгойским, Бованенковским и др. (рис. 8.1). Платформенные бассейны и месторождения объединяют общие признаки:
1) в целом изометрическая или близкая к ней форма бассей нов в плане, месторождения нередко больших размеров — до сотен и тысяч квадратных километров, связанных с пологими положительными структурными формами (своды, валы с углами падения на крыльях, измеряемыми единицами градусов или даже
385
десятками минут); вблизи крупных разрывных нарушений на клон слоев может быть больше. Амплитуды поднятий составляют десятки—первые сотни метров;
2 ) широкое распространение карбонатных коллекторов (в том числе рифогенных) и соленосных пород-экранов;
3)развитие стратиграфических и литологических ловушек, сравнительно слабая дизъюнктивная нарушенность;
4)значительные масштабы нефтегазоносности, наличие круп ных, крупнейших и уникальных месторождений.
Эти особенности в общем свойственны и бассейнам пассив ных континентальных окраин.
Платформенный тип образован двумя эволюционно генетическими подтипами бассейнов: внутриплатформенными — интракратонными и окраинно-платформенными — пе-
рикратонными (рис. 8.2). Первый подтип включает классы
/
Рис. 8.2. Схема развития внутриплатформенных нефтегазоносных бас сейнов. Отложения: 1 — осадочно-вулканогенные; 2 — терригеннокарбонатные; 3 — карбонатно-эвапоритовые; 4 — молассы; 5 — фун дамент; 6 — разломы. Стадии развития бассейнов: I — рифтовая, II — синеклизная, III — платформенно-орогенная
386
рифтовый и синеклизный, второй — собственно перикратонный и перикратонно-орогенный, к которому можно отнести бассейны современных пассивных окраин — перикратонно-океанические (см. табл. 8 .1).
Выделенные классы отвечают основным этапам формирова ния осадочного чехла в пределах платформ. В целом для бас сейнов платформенного типа характерны длительность суще ствования и прямая унаследованная связь в развитии бассейнов поздних классов от бассейнов более ранних классов. Это приво дит к усложнению строения бассейнов и увеличению стратигра фического диапазона их нефтегазоносное™. Эти бассейны в на стоящее время могут существовать как активно развивающиеся (современная разновидность) и представлять собой ископаемую разновидность, когда процессы прогибания и накопления отло жений в их пределах давно прекратились.
Подтип внутриплатформенных (интракратонных) бассейнов объединяет около 1 2 0 бассейнов, приуроченных к областям про гибания в теле древних и молодых платформ. Внутриплатформенным бассейнам ранней стадии отвечает класс рифтовых бассейнов, средней — бассейнов синеклиз, возникающих над рифтовыми структурами. В результате эпиплатформенного внутриконтинентального орогенеза могут возникнуть эпиплатформенноорогенные бассейны с односторонним или всесторонним горным обрамлением. Этот класс бассейнов резко отличается своими особенностями. Формирующиеся в нем месторождения по свое му строению ближе к таковым подвижных поясов, поэтому эти бассейны рассматриваются в орогенном подтипе соответствую щего типа как внутриконтинентально-орогенные.
Рифтовые бассейны возникают при дроблении платформы, раздвижении отдельных блоков и образовании грабенов или гра бенообразных линейных прогибов. Эти прогибы заполняются преимущественно терригенно-вулканогенными и отчасти карбо натными толщами мощностью до нескольких километров. Риф товый класс объединяет около 20 бассейнов. Реально нефтегазо носными являются бассейны Припятский, Днепрово-Донецкий, Суэцкого залива, Красного моря, Мертвого моря, Тюрингский, Амадиес, Св. Лаврентия, Шотландский, Западно-Английский. К категории проблематично нефтегазоносных следует отнести Байкальский, Пачелмский, Вятский бассейны, некоторые гра бены Восточно-Африканской рифтовой системы (оз. Альберта, Танганьика и др.), Лиманский и Ронский (во Франции), Акаба (север Красного моря) и др.
По степени активности все бассейны могут быть подразде лены на две группы: современных рифтовых зон и ископаемых
387
рифтов — авлакогенов, остановившихся в своем развитии в да леком или не очень далеком прошлом. К последним относятся Пачелмский, Вятский, Амадиес, Св. Лаврентия.
Для бассейнов рассматриваемого класса характерно разно образие литологических типов пород, участвующих в их строе нии, значительные (до 5—7 км) мощности разрезов. Основным типом зон нефтегазонакопления является горстовый, а также поднятые структуры плечей рифтов и антиклинальные поднятия. Так как высокий тепловой поток свойствен всей площади бас сейна, то наиболее характерно совмещение в плане зон нефтега зонакопления и очагов нефтегазообразования. Однако высокая подвижность коры бассейнов приводит к переформированию ло вушек и, следовательно, к ухудшению условий сохранения ранее сформировавшихся залежей.
Более древние бассейны, в которых материнские толщи прош ли ГЗН, преимущественно газоносны; современные, длительно го развития, преимущественно нефтеносны; бассейны новейше го формирования характеризуются процессами газообразования. Большое значение имеют характер и строение нефтематеринских и нефтеносных толщ, их потенциал, а также роль покрышек, осо бенно региональных. Для формирования наиболее крупных ско плений углеводородов большую роль играют соляные покрышки.
Среди бассейнов этого класса наиболее изученными являются бассейны Суэцкого залива и Рейнский. В бассейне Суэцкого за лива находится крупное месторождение Эль-Морган (рис. 8.3). Продуктивные горизонты приурочены преимущественно к отло жениям миоцена. Основной тип залежей — нефтяной. Неболь шие скопления газа имеются и в Рейнском бассейне.
Синеклизный класс включает 70 бассейнов, выделяемых на всех континентах мира и отличающихся огромной нефтеносностью, некоторые из них содержат месторождения-гиганты. Формиро вание нефтегазоносных толщ в этих бассейнах, как правило, про исходило в мелководных водоемах за счет поступления обломоч ного материала с окружающих пространств.
При не компенсированном осадками прогибании, ограничен ности сноса обломочного материала и жарком климате проис ходило формирование карбонатно-эвапоритовых толщ. В бо лее влажном, гумидном климате формируются темноцветные кремнисто-глинистые толщи, обогащенные органическим ве ществом типа баженовской свиты верхневолжско-берриасового возраста в Западной Сибири. Катагенез отложений связан с про цессом последовательного погружения пород на все большую глубину и прохождением ими зон с более высокими температура ми. Этому в значительной степени способствует унаследованный
388
в плане характер расположения ванн прогибания—депоцентров различных стадий существования бассейнов. Обычно в бассейнах древних платформ преобладают нефтяные месторождения.
В пределах платформ России и ближнего зарубежья выде ляется более десяти бассейнов этого класса. Некоторые из них располагаются на древних платформах (Балтийский, Среднерус ский) и сложены главным образом верхнепротерозойскими и палеозойскими толщами, некоторые — на молодых платформах (Западно-Сибирский, Чу-Сарысуйский, Сырдарьинский) и об разованы отложениями верхнего палеозоя, мезозоя и палеогена. В структурном отношении внутриплатформенные бассейны в нижних частях выражены рифтовыми грабенами, а в верхних — обширными синеклизами.
Зоны нефтегазонакопления в основном антиклинального типа. Их образование связано с обширными сводовыми подня тиями, располагающимися над выступами фундмента (например, Нижневартовский и Сургутский своды Западной Сибири), или с вытянутыми валами инверсионного происхождения, располагаю щимися над грабеновыми зонами фундамента (поднятие Урен гойского месторождения над Колтогорско-Уренгойским грабе ном, см. рис. 8 .1).
На Западно-Европейской платформе располагается Северо морский, Англо-Парижский, Аквитанский и другие небольшие бассейны. Крупные бассейны выделяются в Северной Амери-
Рис. 8.3. Строение бассейнов Суэцкого залива, залива Акаба и севера Красного моря (Томсон, 1976): 1 — вода; 2 — осадочные породы; 3 — докембрийский фундамент; 4 — магма, 5 — астеносфера; 6 — разломы; 7 — направление движений; 8 — линия разреза; I — Суэцкий залив,
месторождение Эль-Морган; II — залив Акаба; III — Красное море
389
ке (Пермский, Западный Внутренний, Виллистонский, Мичи ганский, Иллинойсский, Баффинов и др.), в Южной Америке (Амазонский, Мараньон, Паранский, Сан-Франсиску), в Афри ке (Чад, Конго и др.), в Азии (Ордос, Сунляо, Желтого моря, Восточно-Китайский, Северо-Китайский и др.), в Австралии (Боуэн-Сурат, Восточный Внутренний и др.).
Значительное количество бассейнов находится на стадии фор мирования собственно синеклизы. Следует различать бассейны, продолжающие развиваться как области мощного осадконакопления (Западно-Сибирский), и бассейны, уже остановившиеся в своем развитии на уровне синеклизы (Мичиганский, Иллинойс ский, Англо-Парижский).
Основанием Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна являются складчатые образования докембрийского, каледонского и герцинского возраста, представленные в основном метаморфизованными в разной степени осадочными и отчасти магматиче скими породами. В поздней перми и триасе произошел рифтогенез, и отложения этого возраста выполняют грабены. Наиболее протяженными грабеновыми (рифтовыми) системами являются Колтогорско-Уренгойская, Усть-Енисейская, Худосейская и др. Отдельные грабены поперечными сдвигами смещены относи тельно друг друга. Плитный чехол образует верхний структур ный этаж, сложенный морскими и континентальными песчано глинистыми отложениями юры, мела, палеогена и неогена. В бассейне открыты сотни нефтяных и газовых месторождений, например Самотлор, Медвежье, Заполярное, Уренгойское, Бованенковское и др.
Хорошо изученные внутриплатформенные синеклизные бас сейны характеризуются заметной нефтегазоносностыо. При мерами таких бассейнов служат Мичиганский, Иллинойсский, Виллистонский, в которых обнаружено около 1800 нефтяных и 500 газовых небольших месторождений. Бассейны сложе ны в основном толщами палеозоя мощностью 4,5-5,5 км. Еще одним примером нефтеносного синеклизного бассейна может служить Англо-Парижский, находящийся на молодой ЗападноЕвропейской платформе (рис. 8.4). Обращает на себя внимание наличие в основании бассейна тройного сочленения пермских рифтов. В бассейне открыто 20 небольших нефтяных месторож дений. Основной нефтеносный горизонт — известняки средней юры, а нефтепроизводящей свитой являются глины нижней юры (тоарский ярус). Очаг нефтеобразования пространственно рас полагается в пределах тройного сочленения и имеет вопреки принятой овальной рисовке трехлучевую конфигурацию. В его пределах и сосредоточены нефтяные месторождения.
390